ET:n näkemys seuraavan sukupolven sähköenergiamittareiden ominaisuuksista

ENERGIAVERKOT ENERGIAMARKKINAT Tuukka Heikkilä 15.6.2017 KANTAPAPERI 1(9) ET:n näkemys seuraavan sukupolven sähköenergiamittareiden ominaisuuksista Johdanto Suomi on ensimmäisenä maana maailmassa ottanut laajamittaisesti käyttöön sähkön älymittauksen (tuntimittaus ja etäluenta). Lähes jokaisen 3,4 miljoonan sähkönkäyttöpaikan sähköenergian kulutus ja tuotanto mitataan tuntitasolla ja mittaustiedot ovat validoituina seuraavana päivänä asiakkaan, taseselvityksen ja sähkömarkkinoiden käytettävissä. Tätä ensimmäisen sukupolven älymittausta koskeva lainsäädäntö tuli voimaan 2009 ja siirtymäaika tuntitason mittaukseen siirtymiseksi päättyi 1.1.2014. Paikallinen jakeluverkonhaltija vastaa sähkön mittaamisesta ja mittaustietojen toimittamisesta asiakkaan, taseselvityksen ja markkinoiden käyttöön. Ensimmäisen sukupolven älymittauksen käyttöönotto olikin suuri investointi- ja kehityshanke kaikille Suomen noin 80 jakeluverkonhaltijalle, mutta myös markkinatoimijoille. Sähköenergiamittareille on asetettu verkonhaltijoiden toimintaa sääntelevässä Energiaviraston valvontamallissa 10-20 vuoden pitoaika. Käytännössä mittareiden tekninen pitoaika on noin 10-15 vuotta. Mittareiden ja mittausjärjestelmien suunnittelu, hankinta ja käyttöönotto on usean vuoden kestävä prosessi. Koska valtaosa jakeluverkonhaltijoista on asentanut etäluettavat mittarit suurimmalle osalle asiakkaistaan vuosina 2009-2014, on seuraavan sukupolven mittareiden ja järjestelmien suunnittelu ja hankinta aloitettava käytännössä nyt tai viimeistään lähivuosina. Tätä prosessia varten verkonhaltijat tarvitsevat selkeän näkemyksen siitä, mitä vaatimuksia seuraavan sukupolven sähkömittareille Suomessa asetetaan. Vaatimukset seuraavan sukupolven sähkömittareille tulee määrittää nyt Tässä kantapaperissa on kuvattu Energiateollisuus ry:n näkemys seuraavan sukupolven sähköenergiamittareiden lainsäädännössä asetettavista vähimmäisominaisuuksista. Verkonhaltija voi edellyttää mittarilta myös muita toiminnallisuuksia. Vähimmäisominaisuuksilla tarkoitetaan niitä ominaisuuksia, jotka määritetään lainsäädännössä ja/tai joiden perusteella määritetään mittarin regulaatiossa hyväksyttävä yksikköhinta. Kannanmuodostuksessa on pyritty huomioimaan asiakkaiden ja markkinoiden kehittyvät tarpeet sekä odotettavissa oleva eurooppalainen sääntelykehys 1. Kuluttajien halutaan jatkossa olevan entistä aktiivisemmassa roolissa sähkömarkkinoilla. Tämä edellyttää tukku- ja vähittäismarkkinoiden tiiviimpää yhteyttä, mikä on myös yksi Komission puhtaan energian paketin tavoitteista. Mittarin perusominaisuudet Nykyisiä mittareita ja mittausjärjestelmiä koskevat vaatimukset on säädetty mittausasetuksessa 2. Nykyisen lainsäädännön mukaan: Sähkönkulutuksen ja pienimuotoisen sähköntuotannon mittauksen tulee perustua tuntimittaukseen ja mittauslaitteiston etäluentaan (tuntimittausvelvoite). Jakeluverkonhaltija voi poiketa tästä velvoitteesta enintään 20 prosentissa jakeluverkon sähkönkäyttöpaikoista lainsäädännössä asetetuin edellytyksin. 1 Erityisesti Euroopan Komission esitys sähkömarkkinadirektiivistä liitteineen https://ec.europa.eu/energy/en/news/commission proposes new rules consumer centred clean energy transition 2 Valtioneuvoston asetus sähköntoimitusten selvityksestä ja mittauksesta 66/2009 luku 6 4 6 http://www.finlex.fi/fi/laki/alkup/2009/20090066 Energiateollisuus ry Fredrikinkatu 51 53 B, 00100 Helsinki PL 100, 00101 Helsinki Puhelin: (09) 530 520, faksi: (09) 5305 2900 www.energia.fi

Tuntimittauslaitteiston ja verkonhaltijan mittaustietoa käsittelevän tietojärjestelmän tulee sisältää vähintään seuraavat ominaisuudet: o o o o mittauslaitteiston rekisteröimä tieto tulee voida lukea laitteiston muistista viestintäverkon kautta (etäluentaominaisuus); mittauslaitteiston tulee rekisteröidä yli kolmen minuutin pituisen jännitteettömän ajan alkamis- ja päättymisajankohta; mittauslaitteiston tulee kyetä vastaanottamaan ja panemaan täytäntöön tai välittämään eteenpäin viestintäverkon kautta lähetettäviä kuormanohjauskomentoja; mittaustieto sekä jännitteetöntä aikaa koskeva tieto tulee tallentaa verkonhaltijan mittaustietoa käsittelevään tietojärjestelmään, jossa tuntikohtainen mittaustieto tulee säilyttää vähintään kuusi vuotta ja jännitteetöntä aikaa koskeva tieto vähintään kaksi vuotta; o mittauslaitteiston ja verkonhaltijan mittaustietoa käsittelevän tietojärjestelmän tietosuojan tulee olla asianmukaisesti varmistettu. ET näkee, että pääpiirteissään nykyisiä vaatimuksia vastaavat vaatimukset tulee vaatia myös seuraavan sukupolven mittareilta ja mittausjärjestelmiltä. Vaatimuksia on kuitenkin tarpeen osin tarkentaa ja kehittää paremmin kehittyviä sähkömarkkinoita ja asiakkaiden tarpeita palveleviksi. Edelleen sähkön kulutuksen ja tuotannon mittausjakson tulee perustua minimissään tase- ja kaupankäyntijaksoa vastaavaan mittausjaksoon ja mittauslaitteiston etäluentaan. Nykyinen tasejakso on 60 minuuttia (tarkemmin määriteltynä tasatunti). Tämä on kuitenkin eurooppalaisten sääntelyehdotusten perusteella muuttumassa 15 minuuttiin. Suomen kannalta olennaista on varmistaa riittävä siirtymäaika muutokselle (aikaisintaan 2025), jotta se voidaan tehdä kustannustehokkaasti. Tulevissa mittareissa ja mittausjärjestelmissä tulee kuitenkin olla valmius vähintään kulloinkin voimassa (tai tiedossa) olevan taseselvitysjakson käyttöönotolle. Onkin tarkoituksenmukaista sitoa mittausjakso taseselvitysjaksoon, eli mittarien mittausjakso tai mittausjaksoista koostettu jakso tulee alkaa ja päättyä täysin tasejakson mukaisesti. Siirron hinnoittelurakenteen kehittäminen nykyistä enemmän tehoon perustuvaksi voi edellyttää mittarilta myös hetkellisen tehon mittausta ja rekisteröintiä. Tällä hetkellä on vielä epäselvää, mihin tehomaksu voisi perustua. Siksi on perusteltua edellyttää, että em. tasejakson lisäksi mittari kykenee mittaamaan hetkellisen tehon. Nykyisten mittareiden tulee rekisteröidä yli kolmen minuutin pituisen jännitteettömän ajan alkamis- ja päättymisajankohta. ET näkee tarkoituksenmukaiseksi rekisteröidä tulevan sukupolven mittareilla myös tätä lyhyemmät keskeytykset. Jakeluverkonhaltijan vianhallinnan työkaluina käytetään niin kutsuttuja pikajälleenkytkentöjä (korkeintaan muutaman sekunnin keskeytys) sekä aikajälleenkytkentöjä (korkeintaan muutaman minuutin keskeytys). Näiden rekisteröintivaatimus mittarilla mahdollistaisi kyseisten keskeytysten asiakaskohtaisen tilastoinnin ja seurannan. ET:n tietojen mukaan tällä ei tule olemaan merkittäviä kustannusvaikutuksia nykyiseen verrattuna. Kuormanohjauksia ja mittaustietojen tallentamista koskevia vaatimuksia on käsitelty myöhemmin tässä kantapaperissa. Uusina vaadittavina ominaisuuksina seuraavan sukupolven sähkömittareihin ET esittää, että kaikilta muilta kuin virtamuuntajamittareilta vaaditaan pakollisena ominaisuutena mahdollisuutta katkaista ja kytkeä sähkönkäyttöpaikkaan sähköt etäyhteydellä. Tämä ominaisuus on jo käytössä noin 60 % nykyisistä sähkömittareista. Etäkatkaisu/kytkentäominaisuus mahdollistaa asiakaspalvelun tehostamisen sekä toimintaprosessien yhdenmukaistamisen mm. muuttotilanteissa sekä pienentää operatiivisia kustannuksia esimerkiksi perintätoimenpiteenä tehtävissä katkoissa ja kytkennöissä. Uusien mittareiden tulee olla etäpäivitettäviä, jotta uusia ominaisuuksia on mahdollista ottaa käyttöön markkinoiden kehittyessä. Itse mittarin perusarkkitehtuurin, jonka toiminnallisuudet vaativat hardware muutoksen, ei tarvitse olla päivitettävissä. Mittarissa käytettävät sovellukset tulee puolestaan olla etäpäivitettävissä, kuten mittauslaskennat sekä tietoliikennesovellukset. Etäpäivityksen tulee tapahtua ilman mittarin luona käyntiä; tällä on ilmiselviä vaikutuksia toiminnan tehostamiseen. 2(9)

3(9) Edelleen on itsestään selvää, että myös seuraavan sukupolven mittauslaitteistojen ja verkonhaltijan mittaustietoa käsittelevien tietojärjestelmien tietosuojan ja tietoturvan tulee olla asianmukaisesti varmistettu. Mittarin vähimmäisvaatimuksia määriteltäessä on huomioitava vain markkinoiden realistiset tarpeet. Mittaria ei tule kuormittaa liiallisilla teknisillä vaatimuksilla, koska tämä nostaa kustannuksia ja kasvattaa vikaantumisriskiä. Tärkeintä on luotettava kulutetun (ja tuotetun) energiamäärän mittaus sekä edellä mainitut etäkytkentä- ja etäpäivitysominaisuudet. Aiemmin mainitun mukaisesti, vähimmäisvaatimusten tulee kattaa myös lyhytkestoisen jännitteettömän ajan mittaus ja rekisteröinti. Mittaustiedon toimittaminen asiakkaiden ja markkinoiden käyttöön Nykyisen mittausasetuksen mukaan älymittarit on luettava vähintään kerran vuorokaudessa. Lisäksi verkonhaltijan tulee asiakkaansa erillisestä tilauksesta tarjota mittariin standardoitu liitäntä reaaliaikaista sähkönkulutuksen seurantaa varten. Näihin vaatimuksiin on esitetty tarkennuksia ja lisävaatimuksia Euroopan komission esityksessä sähkömarkkinadirektiiviksi. Komission esityksessä 3 (artikla 20 a) on todettu seuraavasti: metering systems accurately measure actual electricity consumption and provide to final customers information on actual time of use. That information shall be made easily available and visualised to final customers at no additional cost and at near-real time in order to support automated energy efficiency programmes, demand response and other services. Edelleen komission esityksen määritelmissä near-real time on määritelty seuraavasti: the time, usually down to seconds, that elapses between data recording and their automated processing and transmission for use or information purposes. Komission esitys on valitettavan epäselvä. Tällä hetkellä ei ole tietoa, mitä tarkoitetaan käsitteellä visualised ja miten tulkitaan vaatimusta down to seconds. Näihin on odotettavissa tarkennuksia direktiivin valmistelun edetessä. Direktiivin vaatimukset tulevat luonnollisesti vaikuttamaan seuraavan sukupolven mittarin ominaisuuksiin. On olennaista ymmärtää, että sähkömittarilta on saatavissa tietoa kahta reittiä: validoimatonta reaaliaikaista kulutustietoa suoraan mittarista sekä verkonhaltijan lukemaa ja validoimaa tietoa sovitun tiedonvaihtokanavan kautta. Tällä hetkellä validoimaton tieto on saatavissa asiakkaan erillisestä tilauksesta reaaliaikaisesti (fyysinen liityntä mittariin). Validoitu tuntimittaustieto luetaan, käsitellään ja luovutetaan asiakkaan, taseselvityksen ja markkinatoimijoiden käyttöön seuraavana päivänä sähkönkulutuksesta. Verkonhaltija lähettää tällä hetkellä validoidut tiedot operaattorien välityksellä suoraan markkinatoimijoille ja asiakkaalle tieto luovutetaan verkonhaltijan online-palvelussa. Tulevaisuudessa tämä tieto on saatavilla keskitetysti datahubissa (suunniteltu käyttöönotto syksyllä 2019). Validoimaton tieto vastaa lähtökohtaisesti myös validoitua tietoa yksittäisiä poikkeamia lukuun ottamatta. Alla oleva kuva havainnollistaa mittaustietojen kahta reittiä asiakkaalle. 3 Huom! Kyseessä on vasta komission esitys, joka annettiin 30.11.2016. Esitykset ovat komission ehdotuksia, jotka menevät seuraavaksi parlamentin ja neuvoston käsittelyyn. Monien yksityiskohtien oletetaan muuttuvan tässä noin kaksi vuotta kestävässä päätöksentekoprosessissa. Lopullisia tuloksia saadaan siis arviolta parin vuoden päästä

4(9) Sähkönmyyjien ja taseselvityksen näkökulmasta tasejakson mukaista validoitua tietoa tarvitaan nopeasti, mutta ei reaaliaikaisesti. Sähkönmyyjälle on riittävää, että tämä validoitu tasejakson mukainen tieto on käytettävissä toimitusvuorokautta seuraavana päivänä. ET ei näe tarkoituksenmukaiseksi vaatia tasejakson mukaista validoitua tietoa toimitettavaksi nykyistä nopeammin markkinatoimijoille ja taseselvitykseen tai myöhemmin datahubiin. Jos on oletettavaa, että asiakkaiden reaaliaikainen laskutus yleistyisi, niin tämä muuttaisi tilanteen. Luentatekniikkaa valittaessa onkin hyvä varautua myös nykyistä tiheämpään luentasykliin, mutta vain, mikäli se on kohtuullisin kustannuksin mahdollista. Luentatekniikka ja järjestelmät olisi hyvä suunnitella niin, että ne ovat helposti ja kohtuukustannuksin muokattavissa myös tiheämmän luentasyklin toteuttaviksi kokonaisuuksiksi. Tämän kantapaperin kirjoitushetkellä ei ole vielä riittävän yksityiskohtaisesti määritelty, mitä vaatimuksia aggregoitujen säätö- ja reservikauppojen todentamiselle tulevaisuudessa asetetaan. Työryhmä ei täten ole voinut määritellä verkonhaltijan mittarin mahdollista roolia näiden kysyntäjoustokauppojen todentamisessa. Mikäli mittareille kyseinen rooli asetetaan, on huomioitava, että koko mittausjärjestelmän (luenta, datahub, ym.) tulee tukea todentamista. Erilaiset energiapalvelujen tarjoajat ja myös sähkönmyyjät kehittävät uusia asiakkaiden kehittyviin tarpeisiin suunnattuja palveluja nimenomaan reaaliaikaisen kulutustiedon varaan. Tällaisia palveluja ovat erilaiset kotiautomaatioratkaisut, erilaiset ohjaukset, kotinäytöt sekä mahdollisesti reservimarkkinoille tarjottavan kysyntäjouston todentaminen. Seuraavan sukupolven mittareista tulisi olla saatavilla reaaliaikainen validoimaton kulutustieto (ns. raakadata) nykyistä laajemmin markkinoiden käyttöön. Esimerkiksi Norjassa on määritetty käytettäväksi langallista tai langatonta MBUS liityntää. Mahdolliset vaihtoehtoiset liityntätavat tulee määrittää Suomessakin riittävällä tarkkuudella. Kaikissa uusissa mittareissa tulisi olla valmius hyödyntää mittarilta saatava validoimaton tieto reaaliaikaisesti ja nykyistä tehokkaammin ja jakaa se asiakkaan valtuuttamille taholle erikseen pyydettäessä. Mihin tahansa liityntätapaan päädytään, olennaista on selvittää sen kustannukset suhteessa asiakkaiden saamaan hyötyyn ennen lakisääteisten vaatimusten asettamista sekä tämän jälkeen varmistaa kaikkien toimijoiden osalta yhdenmukainen menettely. Olennaista on myös varmistaa, että reaaliaikainen tiedontoimitus voidaan aloittaa asiakkaan pyynnöstä etäohjelmoimalla ilman asentajan paikalla käyntiä. Kaikessa asiakkaan kulutustiedon jakamisessa on ensiarvoisen tärkeää varmistua tietosuojasta ja tietoturvasta. Asiakkaan tietoihin saa päästä käsiksi vain asiakkaan valtuutuksella. Euroopan Komission esityksessä sähkömarkkinadirektiiviksi esitetään, että mittaustiedot tulisi visualisoida asiakkaalle lähes reaaliajassa. ET:n näkemyksen mukaan erilaisten kulutusraportointipalvelujen tulisi antaa kehittyä markkinaehtoisesti, jota varten verkonhaltija tarjoaa joko suoraan tai jatkossa datahubin kautta tiedonvaihtorajapinnan. Tärkeintä on, että lainsäädännöllä varmistetaan, että mittausvastuullinen asettaa reaaliaikaisen tiedon asiakkaan

5(9) ja asiakkaan valtuuttaman tahon käytettäväksi, mutta lainsäädännöllä ei tule säännellä yksityiskohtaisemmin raportointipalvelun toteutusvaihtoehtoja (esimerkiksi esittää vaatimusta ns. kotinäytöstä). Kaikkea edellä kuvattua sovelletaan sekä verkosta oton että verkkoon annon rekisteröintiin ja lukemiseen. Mittarin rooli markkinaehtoisessa kysyntäjoustossa Kysyntäjoustolla tarkoitetaan sähkönkäytön siirtämistä korkean kulutuksen ja hinnan tunneilta edullisempaan ajankohtaan tai käytön hetkellistä muuttamista tehotasapainon hallinnan tarpeisiin. Kysyntäjoustoa tarvitaan lisää, kun joustamattoman ja vaihtelevan sähköntuotannon määrä sähköjärjestelmässä lisääntyy. Uusia kysyntäjoustoratkaisuja ja - palveluja kehitetään ja pilotoidaan aktiivisesti. Kysyntäjoustoa on monenlaista ja se voi osallistua useille eri markkinoille. Joustoratkaisujen tarpeet vaihtelevat mm. vasteaikojen, joustojen toteutumisen luotettavuuden ja todentamisen osalta. Nykyisin verkonhaltijat ohjaavat historiallisista syistä kuormia mittarin avulla kellon ja kalenterin mukaan (esim. yö-päiväohjaus). Markkinaehtoinen kysyntäjousto korvaa tulevaisuudessa nämä ohjaukset 4. Edelleen verkonhaltijoille jää oikeus ohjata asiakkaan kuormia tietyissä poikkeustilanteissa, mutta nykyisestä verkonhaltijan toteuttamasta yöpäiväohjauksesta luovutaan markkinaehtoisen kysyntäjouston yleistyessä. Markkinaehtoisen (eli myyjän tai muun palvelutarjoajan toimesta tapahtuvan) kuormanohjauksen voi jakaa karkealla tasolla kolmeen luokkaan: 1. Aikavyöhykeohjaus on toistaiseksi voimassa oleva, ennalta määrätty, säännöllisesti toistuva profiili (vastaava kuin nykyinen yö-/päiväohjaus). Myyjä voi ilmoittaa määrävälein toistuvat aikajaottelusäännöt jakeluverkonhaltijalle, jonka jälkeen jakeluverkonhaltija huolehtii ohjauksista ilman erillisiä, ohjauskohtaisia pyyntöjä. Myyjän oletetaan vaihtavan profiiliaan harvakseltaan. 2. Markkinajakson mukainen (nyk. tuntipohjainen) ohjaus on ennalta sovitun aikarajan puitteissa tilattava ohjaus seuraavalle vuorokaudelle. Käytännössä tuntipohjainen ohjaus voitaisiin toteuttaa siten, että myyjä ilmoittaa ohjaustarpeestaan seuraavalle vuorokaudelle kullekin tunnille erikseen. Toimintamallin käyttöönotto edellyttäisi, että alalla määriteltäisiin ilmoitustapa ja aikarajat ohjaustoimille (esim. klo 22 mennessä) sekä yhteinen rajapinta, jonka mukaisesti ohjauspyynnöt tehdään. 3. Nopea ohjaus käsittää yksittäiset ohjaukset, vasteaika minuutteja (<5 min). Nopea ohjaus edellyttää, että verkonhaltijoilla on käytössään standardirajapinta, johon myyjä voisi käyttöpaikkakohtaisesti ilmoittaa ohjauspyynnön. Nykyisen mittausasetuksen mukaan mittauslaitteiston tulee kyetä vastaanottamaan ja panemaan täytäntöön tai välittämään eteenpäin viestintäverkon kautta lähetettäviä kuormanohjauskomentoja. Mittareihin on tällä hetkellä kytketty laajassa kysyntäjoustotutkimuksessa 5 tehdyn arvion mukaan jopa 1800 MW sähkölämmityskuormaa. Näitä kuormia olisi mahdollista ohjata mittarin avulla, mutta tämän mahdollisuuden hyödyntäminen laajamittaisesti edellyttäisi merkittävää tiedonvaihdon, vasteaikojen ja toimintatapojen standardointityötä. Tällä hetkellä vasteajat ovat erilaiset luentatekniikasta riippuen (vertaa PLC ja GPRS tiedonsiirto) eikä nykyisellä tekniikalla voida täysin kattavasti varmistaa ohjauksien perille menoa. Kysynnän jouston tekniset ratkaisut kehittyvät jatkuvasti markkinoiden kehittyessä. Markkinatoimijat kehittävät kysyntäjouston ohjausratkaisuja aktiivisesti, mutta toistaiseksi ratkaisut ovat vielä harvoilla kotitalousasiakkailla käytössä. ET näkee, että mittarin kautta toteutettavilla ohjauksilla on jatkossakin oma roolinsa markkinaehtoisessa kysyntäjoustossa. Mittarin kautta on mahdollista toteuttaa tietyn tyyppistä rajattuihin käyttötarpeisiin soveltuvaa kysyntäjoustoa. Käytännössä mittarin kautta on mahdollista toteuttaa sähkölämmityskuormien ohjausta joko aikavyöhykeohjauksella tai markkinajaksoittain (edellä kuvatut vaihtoehdot 1 ja 2) riittävän hyvissä ajoin esitetyin ohjauspyynnöin. Nämä ohjaukset korvaisivat 4 ET:n näkemys jakeluverkonhaltijan roolista kysyntäjouston mahdollistajana, kantapaperi, hyväksytty 8.3.2017 5 Kysynnän jousto Suomeen soveltuvat käytännön ratkaisut ja vaikutukset verkkoyhtiöille (DR pooli): Loppuraportti. Saatavissa: https://tutcris.tut.fi/portal/files/4776899/kysynnan_jousto_loppuraportti.pdf

6(9) kehittyneemmällä tavalla nykyisen kaksiaikaohjauksen. Mittari soveltuu siis esimerkiksi lämminvesivaraajan spot-hintaohjaukseen tai myyjän määrittelemään kaksiaikaohjaukseen. Koska mittarikannan uusiminen tapahtuu lähivuosina ja kotiautomaatioon perustuvien ohjausratkaisujen yleistyminen on vielä epävarmaa, tulee seuraavan sukupolven mittareiden edelleen mahdollistaa kuormanohjauskomentojen toteutus. Sähkömittareiden perässä on jo nykyisellään 1800 MW lämmityskuormaa. Tämä potentiaali saadaan hyödynnettyä ilman muutoksia loppuasiakkaan sähköasennuksissa, kun olemassa olevat ohjaukset otetaan markkinaohjausten piiriin. Tämä mahdollistaa asiakasystävällisellä tavalla verkonhaltijan yö/päiväsähköohjauksista luopumisen. Verkonhaltijat tarjoavat mittareiden ohjaustoiminnallisuudet markkinaosapuolten käyttöön. Kun mittarien kautta ohjattavissa olevat kuormat tarjotaan markkinaosapuolten hyödynnettäväksi, kysynnänjoustomarkkinan volatiliteetti ja tarjolla oleva kapasiteetti mahdollistavat toimivan markkinaehtoisen joustomarkkinan muodostumiseksi lähivuosina. Edellä kuvatun ohjaustavan hyödyntäminen markkinaehtoisessa kysyntäjoustossa edellyttää, että myyjän ohjaukset välittävä ohjausrajapinta on valtakunnallisesti standardi ja kattavasti kaikilla verkonhaltijoilla käytössä. Ohjauksien mahdollistamiseksi on määriteltävä kysyntäjousto-ohjauksia koskeva tiedonvaihto ja toimintatavat markkinatoimijoiden ja verkonhaltijoiden välillä. Käytännössä tämä edellyttää tiedonvaihdon, rajapintojen ja vasteaikojen standardointia. ET näkee, että mittarin kautta tehtävälle kysyntäjoustolle on tarve vielä seuraavan sukupolven mittareiden aikana. Mittareiden hyödyntämisen mahdollistamisesta syntyy kustannuksia, mutta nämä kustannukset nähdään kannatettavina kysyntäjoustomarkkinoiden edistämiseksi. Samalla mittarien kautta tehtävä kysynnänjousto tukee muiden kysynnänjoustoon osallistuvien järjestelmien, kuten kotiautomaatiojärjestelmien, yleistymistä. Mittarin kautta tapahtuvan ohjauksen rinnalle markkinatoimijoiden uskotaan kehittävän muita kysyntäjouston ohjausratkaisuja aktiivisesti. Sekä olemassa oleviin, että uusiin sähkönkäyttökohteisiin otetaan yhä enenevissä määrin käyttöön erilaisia energianhallinta ja smart house -ratkaisuja, joiden käyttö ei riipu lainkaan verkonhaltijan mittarista. Esimerkiksi aurinkopaneeleiden, sähköautojen ja sähkövarastojen yleistyessä kohteen energiankäytön, jouston ja kustannusten optimointi tapahtuu kohteeseen ostetun energian lisäksi yhä enenevässä määrin kohteen sisäisten energiavirtojen sekä markkinahinnan hallinnalla, jossa verkonhaltijan mittarilla ei ole todennäköisesti roolia. Mm. edellä mainitut palvelut yhdessä muutenkin lisääntyvän kotiautomaation (IoT) kanssa edellyttävät jonkin muun (kuin sähkömittari) älykkään ohjainlaitteen olemassaoloa kohteessa. Edellä kerrotuissa palveluissa on oleellista ohjausten nopeat vasteajat sekä ohjausten reaaliaikainen kaksisuuntainen seuranta. ET näkeekin, että tulevaisuudessa tarvitaan monenlaisia ohjausratkaisuja, sekä nykyisenkaltaista hitaampaa aikaohjausta että nopeampaa, lähes reaaliaikaista ohjausta. Nämä ohjaustavat voivat toimia jatkossakin rinnakkain. Jatkossa mittarilla voisi olla rooli nykyisen kaltaisessa, mutta sitä hienojakoisemmassa aikaohjauksessa. Pientuotannon mittaus Pienimuotoisen sähköntuotannon, erityisesti aurinkosähkön, yleistyessä on keskusteltu paljon pientuotannon mittausvaatimuksista. Nykyisen sääntelyn mukaan mittarin tulee mitata ja rekisteröidä tunneittain erikseen sekä verkkoon syötetty ja verkosta otettu energia. Nykyisen sääntelyn mukaan samalle tunnille voi siis rekisteröityä sekä kulutusta että tuotantoa. Mm. Lähienergialiitto 6 on esittänyt, että pientuotantokohteissa verkkoon syöttö ja verkosta otto tulisi laskea yhteen (netottaa) tunnin sisällä. Tämä edellyttää luettujen tietojen laskennallista käsittelyä verkonhaltijan tietojärjestelmissä. Verkosta otetun ja verkkoon syötetyn energian netottaminen itse mittarilla ei ole nykylainsäädännön perusteella mahdollista, eikä ET:n näkemyksen mukaan jatkossakaan perusteltua. Mm. Oulussa 7 on pilotoitu asuntoyhtiöiden mahdollisuutta hyödyntää itse tuotettua sähköä liittymispisteen takana kiinteistösähkön kulutuksen ylimenevältä osalta yksittäisten asuntojen 6 http://www.lahienergia.org/julkaisut/ratkaisuehdotus sahkon pientuotannon tuntikohtainen netotus voimaankoko maahan kuluttajien tasapuolisen kohtelun takaamiseksi sahkomarkkinoilla/ 7 https://www.oulunenergia.fi/uutiset/oulussa pilotoidaan aurinkosahkon ylijaaman hyvitysta taloyhtion osakkaille

7(9) verkosta oton pienentämiseen. Tämä malli on toteutettu tietojen laskennallisella käsittelyllä verkonhaltijan tietojärjestelmissä. Mittauksen tasejakson sisäinen netottaminen Kaikessa mittaustiedon laskennallisessa jälkikäteisessä käsittelyssä olennaista on, että asiakkaiden, taseselvityksen ja markkinatoimijoiden käytössä on vain yksi sama mittaustieto. ET vastustaa tasejakson yli ulottuvaa netotusta sen markkinoita vääristävien ja asiakkaiden epätasapuoliseen kohteluun johtavien seikkojen vuoksi. Mikäli verkonhaltijalle kuitenkin asetetaan velvoite netottaa tietoja tasejakson sisällä tai laskennallisesti siirtää toisen käyttöpaikan verkkoon syöttämään energiaa toiselle käyttöpaikalle (mikrotuotannon hyödyntäminen kerrostaloissa), tulee varmistua seuraavista periaatteista: Netotus ja muu laskenta tehdään verkonhaltijan tietojärjestelmissä tai keskitetysti datahubissa. Verkonhaltija tai datahub toimittaa tämän jälkeen vain tämän laskennallisen tiedon asiakkaalle, taseselvitykseen sekä markkinatoimijoille. Mittarilta suoraan saatava reaaliaikainen kulutustieto poikkeaa laskennallisesti käsitellystä tiedosta. Myös mittarin näytöllä näkyvä tieto poikkeaa laskennallisesti käsitellystä tiedosta. Tämä tulee ymmärtää ja hyväksyä. Erityisesti on varmistuttava, että laskenta ja lasketun tiedon käyttö on sallittua mittauslaitelainsäädännön 8 mittarin näytölle ja laskutuksen perustana olevalle mittaustiedolle kohdistettujen vaatimusten näkökulmasta. o Mittauslaitedirektiivin mukaan mittarin näytössä oleva lukema on mittaustulos, jonka perusteella määritetään maksettava hinta. Tämän hetkisen tulkinnan mukaan tämä tarkoittaisi, ettei mittaustietoja saisi laskennallisesti netottaa/käsitellä laskutuskäyttöä varten. Netotus/laskennallinen käsittely edellyttää vähintään tämän tulkinnan muuttumista. ET näkee, että verkonhaltijoiden uusien mittaustietoa käsittelevien tietojärjestelmät tulisi suunnitella niin, että niissä on valmius toteuttaa tarvittaessa kustannustehokkaasti edellä mainitun kaltaiset netotus-/laskentatoimenpiteet. ET näkee, että mikäli poliittisesti halutaan mahdollistaa tasejakson sisäinen netotus, tämä tulisi tehdä verkonhaltijan tietojärjestelmissä tai mieluummin keskitetysti datahubissa, jolloin kaikki mittaustieto olisi markkinoiden hyödynnettävissä. Ennen lainsäädännön muuttamista on kuitenkin varmistuttava, että mittauslaitelainsäädäntö mahdollistaa tämän. Mittauksen hetkellinen netottaminen vaiheiden välillä Eri valmistajien mittarit käsittelevät tuotetun energian rekisteröintiä eri tavoin. Osa mittareista laskee vaiheet yhteen (netottaa) hetkellisesti ennen tietojen rekisteröintiä, osa mittareista ei netota hetkellisesti vaiheiden välillä. Tämä tarkoittaa, että mittarivalmistajasta riippuen mittaustulos eroaa pientuotantokohteissa kulutuksen ja tuotannon vaiheiden välisen tasapainon mukaan. Kaikkien uusien Suomessa asennettavien mittareiden tulisi käsitellä verkosta otettua ja verkkoon syötettyä sähköä vaiheiden välillä samalla yhtenäisellä tavalla. Riippumatta siitä netotetaanko mittaustietoja verkonhaltijan tietojärjestelmissä, verkonhaltija tarvitsee todelliset vaihekohtaiset tiedot verkonhallinnan työkaluksi. Monilla verkonhaltijoilla mittari toimii osaltaan sähköasennusten ja -verkon valvonta- ja hallintalaitteena. Näin ollen myös mittarin mittausperiaatteeseen liittyviä ratkaisuja tulee arvioida turvallisuus- ja sähkönlaatutekijöiden perusteella. Vaihekohtaisen tiedon perusteella verkonhaltija voi havaita yksivaiheisten tuotantolaitosten takasyöttötilanteet ja vaiheiden välisen epäsymmetrian. Mittari ei saa hävittää tätä informaatiota. Vaiheiden välinen netotus aiheuttaa jännite-epäsymmetriaa ja aiheuttaa ongelmia tuotannon pysymisessä verkossa kiinni, kun jännite nousee yli rajojen. Tilanne on vielä huonompi, jos asiakkaalla on jo entuudestaan epäsymmetriaa vaiheiden välillä. ET näkee, että uusien mittareiden tulisi käsitellä verkosta otettua ja verkkoon syötettyä sähköä vaiheiden välillä samalla yhtenäisellä tavalla. ET suosittelee mittaustapaa, jossa 8 Mittauslaitedirektiivi: http://eur lex.europa.eu/legal content/en/txt/?uri=celex:32014l0032

8(9) mittaustuloksia ei netoteta edes hetkellisesti vaiheiden välillä ennen rekisteröintiä mittarin muistiin. Kaikki kaupalliset, tasejakson sisäiset netotukset tulee tehdä vasta järjestelmissä. Netotus voidaan tehdä keskitetysti tai hajautetusti, joko verkonhaltijan tai palveluntarjoajan järjestelmässä. Tulevaisuudessa mahdollisesti datahubissa. Mittarin näyttö Mittauslaiteasetuksen 9 liitteen mukaan sähköenergiamittarin on oltava varustettu kuluttajan helposti ja ilman työkaluja nähtävissä olevalla metrologisesti ohjatulla näytöllä. Näytössä oleva lukema on mittaustulos, jonka perusteella määritetään maksettava hinta. Vaatimus tulee suoraan eurooppalaisesta mittauslaitedirektiivistä 10. Vaatimus erillisestä näytöstä on ongelmallinen eikä etäluettavien mittareiden käyttöönoton jälkeen vastaa asiakkaiden tarpeisiin. Asiakkailla on harvoin tosiasiallista mahdollisuutta seurata mittarin näyttöä (esim. kerrostaloissa). Verkonhaltijan tulee asiakkaan pyynnöstä varmentaa, että mittari on toiminut oikein. Näytöstä luopuminen ei heikennä asiakkaan oikeusturvaa mittausten luotettavuuden näkökulmasta. ET näkee, että edellä kirjattu vaatimus mittarin näytöstä tulisi esittää poistettavaksi mittauslaitedirektiivistä. Mikäli vaatimusta näytöstä ei poisteta, tulisi sitä ja sen tulkintaa täsmentää yksiselitteisesti niin, että näytössä oleva tieto on kulloinkin voimassa oleva mittaustulos, eikä mittarin rekisteröimiä historiatietoja ole tarve esittää mittarin näytöllä. Datahub-kehitys Sähkön vähittäismarkkinoiden seuraava suuri kehitysaskel on datahubin 11 käyttöönotto syksyllä 2019. Datahubiin tallentuvat sähkön käyttäjien, myyjien ja jakeluverkonhaltijoiden välillä liikkuvat tiedot (ml. mittaustiedot), josta ne ovat tasapuolisesti kaikkien markkinatoimijoiden saatavilla. Datahub-kehityksessä on noussut esiin mittaustietoja koskevia toiveita ja tarpeita: Tietojen tallentaminen verkonhaltijan järjestelmiin Nykyisen mittausasetuksen mukaan mittaustieto sekä jännitteetöntä aikaa koskeva tieto tulee tallentaa verkonhaltijan mittaustietoa käsittelevään tietojärjestelmään, jossa tuntikohtainen mittaustieto tulee säilyttää vähintään kuusi vuotta ja jännitteetöntä aikaa koskeva tieto vähintään kaksi vuotta. Tasejakson mukaiset mittaustiedot tullaan tallentamaan ja säilyttämään jatkossa datahubissa. ET näkee, että samassa yhteydessä, kun datahubille asetetaan velvoite säilyttää mittaustietoja, vastaava velvoite tulee poistaa verkonhaltijoilta. Mittarin sijaintitieto koordinaatteina Tämä tieto on mahdollista tarvittaessa tallentaa datahubiin. Tämän hetkisissä datahubin määrittelyissä tieto on vapaaehtoinen. Koordinaattitieto on jakeluverkonhaltijoilla saatavilla, mutta sen toimittaminen ja ylläpitäminen datahubissa aiheuttaa operatiivisia kustannuksia. Ennen mahdollista päätöstä tehdä koordinaattitiedosta pakollinen tieto, tulee selvittää kyseisen tiedon käyttötarve ja sen toimittamisen kustannukset. Mittaustiedon hyödyntäminen verkon hallinnassa Sähkömarkkinoiden ohella mittarilla ja mittausjärjestelmillä on jatkuvasti suurempi rooli myös verkon käyttötoiminnassa. Mittareita hyödyntämällä voidaan verkon tilaa valvoa jokaiseen käyttöpaikkaan saakka. Lisäksi mittaustietoa voidaan hyödyntää verkon optimoinnissa. Myös asiakkaat odottavat verkonhaltijoiden hyödyntävän mittaustietoja tehokkaasti tuoden asiakkaille kustannushyötyjä. 9 Valtioneuvoston asetus mittauslaitteiden olennaisista vaatimuksista, vaatimustenmukaisuuden osoittamisesta ja teknisistä erityisvaatimuksista 211/2012 http://www.finlex.fi/fi/laki/alkup/2012/20120211 10 Mittauslaitedirektiivi: http://eur lex.europa.eu/legal content/en/txt/?uri=celex:32014l0032 11 http://www.fingrid.fi/fi/asiakkaat/datahub/sivut/default.aspx

9(9) Esimerkkejä mittarin hyödyntämispotentiaalista jakeluverkon käyttötoiminnassa ovat erilaiset sähkön laadun mittaukset, keskeytysten hallinta, asiakastiedottamisen kehittäminen sekä erilaiset verkon tilaa koskevat reaaliaikaiset hälytykset. Jatkossa mittaria voidaan käyttää myös erilaisissa reklamaatioissa. Uusien sähkölaitteiden myötä myös loissähkön mittaaminen voi olla tarpeen. Paikallinen tuotanto synnyttää verkon kunnossapitotilanteissa työturvallisuusriskin, vaikka takasyöttömahdollisuus tulisi olla kaikissa tapauksissa eliminoitu. Turvallisuutta voidaan parantaa lisäämällä mittariin ominaisuus, joka estää sähkönsyötön jännitteettömään verkkoon. ET pitää tärkeänä, ettei verkonhaltijoita estetä hyödyntämästä mittaria mahdollisimman laajasti lakisääteisten velvollisuuksiensa täyttämisessä (kuten toimitusvarmuuden parantaminen ja sähköturvallisuudesta huolehtiminen). Verkonhaltijan tulisi voida mitata kulutusta ja tuotanto taseselvitysjaksoa lyhyemmällä aikajaksolla, mikäli tämän tiedon avulla olisi mahdollista kehittää esimerkiksi sähkönlaadun valvontaa ja sähköturvallisuutta. Asiakkaiden tietosuojasta on luonnollisesti huolehdittava samanaikaisesti. Kaikki mittausta koskeva sääntely tulee käydä läpi. Esimerkiksi mittareiden käytönaikaisen varmennuksen asetuksessa tulee jättää liikkumavaraa uusien käytönaikaisten tarkistusmenetelmien varalle. Tulevaisuuden sähkömittarin tulisi itse pystyä seuraamaan omaa mittaustarkkuuttaan. Tällä päästäisiin oikeasti kiinni virheellisesti mittaaviin yksilöihin, eikä vain luotettaisi tilastollisiin tuloksiin kuten nykyisessä näytteenottomenetelmässä. Mittaustarkkuuden seurantaan on jo nyt olemassa valmistajilla patentoituja ratkaisuja. Mittari voisi sisältää myös itsediagnostiikaa, jolloin se arvioi itse oman toimintansa luotettavuutta. ET näkee, että jatkossa verkossa voi olla erilaisia mittareita. Kaikissa sähkönkäyttöpaikoissa tarvitaan ns. perusmittari, joka täyttää sähkömarkkinoiden ja asiakkaiden asettamat perusvaatimukset. Tämän lisäksi tietyissä verkonosissa sijaitsevissa käyttöpaikoissa voi olla monipuolisempi ja hinnaltaan perusmittaria kalliimpi erikoismittari, joka helpottaa verkonhallintaa ja parantaa sähköturvallisuutta. Mittaukseen liittyvä tietoturva Mittarit keräävät tarkkaa tietoa henkilöiden energiankulutuksesta. Mittaustieto on henkilötietoa, kun se voidaan yhdistää (välillisestikin) luonnolliseen henkilöön. Mittaustietoa käsittelevän yrityksen pitää suunnitella mittaustiedon käsittelytoimet ja järjestelmät, joissa mittaustietoa säilytetään ja käsitellään siten, että ne ovat tietosuojasääntelyn mukaisia (privacy by design and default). Tämä sisältää myös mittaustietojen käsittelyn tietoturvasta huolehtimisen. Tietoturvaan täytyy kiinnittää erityistä huomiota myös sen takia, että mittarit mahdollisesti jatkossa ohjaavat kaikkien suomalaisten sähkönkäyttöä. Joillekin sähköverkonhaltijoille voi tulla lainsäädännön tasolta erityisiä velvoitteita huolehtia tietoturvasta. Toisaalta mittareiden etätoimintojen edellytys on julkisten verkkojen käyttö. Tietoturvassa täytyy huomioida, että toimijoilta ei voida vaatia parempaa tietoturvaa kuin mitä nämä julkiset verkot tarjoavat. Lisäksi tietoturva (ja turvattomuus) on vielä laitetekniikkaa nopeammin muuttuva ala. Tämä saattaa pudottaa mittareiden pitoaikoja vielä nykyisestäänkin. Lisäksi asiakkaat voivat haluta mittarin olevan yhteydessä asiakkaan muihin laitteisiin, mikä asettaa lisävaatimuksia mittareille ja tietoturvalle. Tietoturvaa pyritään varmistamaan teknisillä (palomuurit, suojaukset, salaukset jne.) ja organisatorisilla (ohjeet, käyttöoikeudet ja -lokit jne.) keinoilla. Energia-alan yritysten lisäksi mittareiden valmistajien ja tietojärjestelmätoimittajien pitää suunnitella tuotteensa ja palvelunsa siten, että ne ovat tietosuoja- ja tietoturvavaatimusten mukaisia. Energia-alaan kohdistuvaa erityistä tietosuoja- ja tietoturvavaatimuksia lisäävää sääntelyä tulee välttää. Jos sääntely kuitenkin on välttämätöntä, se ei saa johtaa yleissääntelyn kanssa päällekkäisiin tai ristikkäisiin vaatimuksiin. ET näkee, että lähitulevaisuudessa alan yleisissä ehdoissa pitänee myös lyhyesti määritellä tietoturvaan liittyvä vastuunjako.